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Gaz de schiste enjeux environnementaux et économiques .pdf



Nom original: Gaz de schiste enjeux environnementaux et économiques.pdf
Auteur: Emeline Guillaume

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Mastère Spécialisé en
Management de
l’Environnement et de l’Ecoefficacité énergétique
INSA de LYON

Promotion 2012

Source : Photographie Ecoflight, avec l’autorisation de SkyTruth - www.skytruth.org

Gaz de schiste en France
Enjeux environnementaux et économiques

Emeline Guillaume
Projet P2

SOMMAIRE

RESUME............................................................................................................................................................................. 1
ABSTRACT .......................................................................................................................................................................... 1
Introduction ...................................................................................................................................................................... 2
I.

Les hydrocarbures non conventionnels .................................................................................................................... 3
1.1.

1.1.1.

Les hydrocarbures liquides non conventionnels ...................................................................................... 3

1.1.2.

Les hydrocarbures gazeux non conventionnels ........................................................................................ 4

1.2.

Emplacement des gisements de gaz de schiste ................................................................................................ 5

1.2.1.

Cartographie mondiale ............................................................................................................................. 5

1.2.2.

Situation en France ................................................................................................................................... 6

1.3.

II.

Le gaz de schiste et les différents types d’hydrocarbures non conventionnels ............................................... 3

Techniques d’exploitation des gaz des schistes................................................................................................ 6

1.3.1.

Fracturation hydraulique et forage horizontal ......................................................................................... 6

1.3.2.

Autres types de fracturation ..................................................................................................................... 8

Bilan GES des exploitations de gaz de schiste ........................................................................................................... 9
2.1.

Avantage du gaz naturel par rapport aux autres énergies fossiles carbonées ................................................. 9

2.2.

Origine des émissions GES des puits de gaz de schiste .................................................................................... 9

2.2.1.

Emission de C02 ........................................................................................................................................ 9

2.2.2.

Emissions de méthane .............................................................................................................................. 9

2.3.

Répartition des émissions GES durant les phases de vie d’un puits ............................................................... 11

2.4. Comparaison des émissions GES du gaz de schistes par rapport aux autres énergies carbonées : approche
par analyse de cycle de vie ......................................................................................................................................... 12
2.4.1.

Emissions supposées pour des puits européens .................................................................................... 12

2.4.2.

Emissions du gaz de schiste aux Etats-Unis ............................................................................................ 13

2.5.

Rôle du gaz de schiste vis-à-vis de ressources énergétiques décarbonées .................................................... 14

III. Gestion de la ressource en eau ............................................................................................................................... 15
3.1.

Disponibilité de la ressource ........................................................................................................................... 15

3.2.

Protection des nappes souterraines ............................................................................................................... 16

3.3.

Recyclage de l’eau après fracturation............................................................................................................. 17

3.4.

Autres problèmes environnementaux ............................................................................................................ 18

IV. Une solution pour l’independance energétique en France ? ................................................................................. 19
4.1.

Des besoins en gaz certains pour l’avenir ....................................................................................................... 19

4.2.

Des ressources à confirmer............................................................................................................................. 19

4.3.

La soutenabilité de l’exploitation des puits .................................................................................................... 21

4.3.1.

Déclin de la production des gisements de schiste .................................................................................. 21

4.3.2.

La production des puits face à la consommation française de gaz ........................................................ 22

4.3.3.
4.4.
V.

Taux de retour énergétique .................................................................................................................... 23

L’exemple des états unis peut-il être transférable au cas de la France ? ....................................................... 24

Acceptabilité sociale................................................................................................................................................ 25
5.1.

Rappel de l’actualité depuis 2010 ................................................................................................................... 25

5.2.

Analyse de la réforme du code minier ............................................................................................................ 26

5.2.1.

L’absence de consultation publique ....................................................................................................... 27

5.2.2.

Faiblesses de l’évaluation environnementale......................................................................................... 28

5.3.

Un manque d’information qui suscite la peur au sein de la population ........................................................ 28

Conclusion ....................................................................................................................................................................... 30
Annexes ........................................................................................................................................................................... 32
Glossaire.......................................................................................................................................................................... 34
Bibliographie ................................................................................................................................................................... 35

RESUME
Ce rapport vise à discuter des éventuels impacts de l’exploitation de gaz de schiste en
France. Il s’intéresse en particulier aux incidences de la technique de fracturation
hydraulique sur l’environnement. Les données quantitatives et qualitatives sont tirées de
l’expérience américaine car l’interdiction de la fracturation hydraulique a empêché
l’exploitation des gaz de schiste en France. Les États-Unis ont en effet suffisamment
d’expérience en la matière puisque 50 000 puits ont été forés sur les quarante dernières
années. Les émissions de gaz à effet de serre sont également évaluées et comparées aux
autres énergies fossiles, du point de vue de l’analyse de cycle de vie. La consommation d’eau
des puits est aussi estimée. Elle permet d’examiner les divers conflits d’usage de l’eau qui
peuvent survenir étant donné les grandes quantités d’eau utilisées pour la fracturation
hydraulique. Cette étude aborde et critique la disponibilité des ressources gazières
potentielles par rapport à la consommation actuelle de gaz et sa probable évolution. Ce
rapport examine le nouveau code minier et apporte des éléments de compréhension par
rapport aux nombreux mouvements de contestation toujours actifs de la population

ABSTRACT
This report discusses the possible impacts of shale gas exploitation, and in particular
hydraulic fracturing, on the environment in France. Quantitative data and qualitative
impacts are taken from US experience since shale gas extraction in France has been stopped
by the suspension of hydraulic fracturing. Indeed the USA have drilled more than 50,000
wells in 40 years of experience. Greenhouse gas emissions are also assessed and compared
to others fossil energies, based on a Life Cycle Analysis point of view. The use of water for
fracturing is aslo estimated. It is studied how water consumption for mining exploration
might affect other uses of water. The potential gas resources and future availability of shale
gas is discussed and critiqued in face of the present conventional gas supply and its probable
future development. New french mining legislation is reviewed with respect to hydraulic
fracturing activities. It leads to understand why so much contesting from population is still
occuring.

1

INTRODUCTION

Dans une époque de raréfaction des ressources fossiles, l’engouement actuel pour le
gaz se développe. Après avoir estimé que les réserves mondiales de gaz non conventionnels
étaient proches de celles des ressources de gaz naturel, l’Agence Internationale de l’Energie
a évalué un potentiel de gaz de schiste (gaz non conventionnel) considérable pour la France.
Le sous-sol français a donc suscité massivement la convoitise des compagnies pétrolières et
gazières à partir de 2010, date à laquelle trois permis de recherche exclusifs d’hydrocarbures
ont été accordés par le gouvernement français. Et les enjeux ont de quoi attirer l’attention
sur cette nouvelle ressource. Ainsi, grâce à des techniques d’extraction devenues rentables
par la hausse des prix du pétrole, les Etats-Unis sont devenus en 2009 les premiers
producteurs de gaz naturel. D’importateur de gaz, ils sont devenus exportateurs et ont fait
chuter les prix du gaz de moitié. L’idée qu’une nouvelle ressource puisse assurer
l’indépendance énergétique de la France séduit.
Si de prime abord, l’utilisation du gaz présente l’avantage d’être moins émetteur de
C02 que les autres énergies carbonées, elle n’en présente pas moins des risques pour
l’environnement qui effraient aujourd’hui les populations locales. L’octroi, particulièrement
discret, des permis de recherche en France, suivi d’une modification du code minier en
urgence a provoqué un tollé en 2010 auprès des associations environnementales. L’absence
d’informations, le manque de transparence du gouvernement et des industries pétrolières
ainsi que la non consultation du public pour l’obtention de ces permis sont largement
décriés. Les médias s’emparent alors du débat et versent dans les propos les plus alarmistes
concernant les potentiels impacts des exploitations de gaz de schiste sur la santé humaine.
Et c’est bien la technique d’extraction de ces gaz particuliers, celle de la fracturation
hydraulique, qui répand la peur parmi les citoyens et associations.
Ce mémoire a pour objectif d’éclairer sur la question de l’exploitation des gaz de
schiste en France. Il vise à donner des éléments clés pour la compréhension d’un débat
complexe au cœur de l’actualité concernant les enjeux environnementaux, économiques et
sociétaux. La réalisation de ce travail a nécessité, outre une importante recherche
bibliographique, des rencontres et discussions avec divers professionnels du secteur
pétrolier, juridique, associatif (association environnementale) et de recherche en géologie.
Leurs propos ont aidé à trier l’abondante information et désinformation qui existent sur ce
sujet.
Dans un premier temps, quelques définitions essentielles sur les hydrocarbures sont
explicitées afin de faciliter l’utilisation du vocabulaire approprié. Après une brève description
du processus de fracturation, et notamment de fracturation hydraulique, les parties
suivantes s’intéressent aux impacts environnementaux, et plus particulièrement à la
2

quantité d’émissions de gaz à effet de serre induite par les exploitations de gaz de schiste
ainsi qu’à l’utilisation de l’eau requis pour les forages. La quatrième partie aborde le rôle
probable de l’exploitation des gaz de schiste en France par rapport à la demande actuelle de
gaz. Enfin, la dernière partie se focalise sur des éléments de règlementation française qui
permettent de mettre en lumière les causes d’une acceptabilité sociale difficile.

I. LES HYDROCARBURES NON CONVENTIONNELS
1.1. Le gaz de schiste et les différents types d’hydrocarbures non
conventionnels
Des ressources « non conventionnelles » désignent des ressources qui ne peuvent pas
être exploitées avec les modes de production classiques. Les hydrocarbures liquides ou
gazeux non conventionnels désignent différents types de ressources. Un certain nombre de
conditions géologiques doivent être réunies afin que des hydrocarbures liquides et/ou
gazeux puissent être générés dans le sous-sol et concentrés dans un gisement. Il faut que
quatre conditions soient réunies dans une même région :
- une couche riche en matière organique (la roche-mère) qui va, par augmentation de
pression et de température, se transformer en hydrocarbures. Lorsque la température et la
pression augmentent, la matière organique se transforme d'abord en pétrole puis en gaz
(principalement du méthane)
- une couche poreuse et perméable (le réservoir) dans laquelle les hydrocarbures vont
se concentrer et pouvoir être produits
- une couche imperméable (la couverture) qui empêche la migration des
hydrocarbures vers la surface
- un piège dans lequel les hydrocarbures vont se concentrer.
Les hydrocarbures se trouvant dans une roche poreuse et perméable et concentrés
dans un piège (gisement) sont relativement faciles à produire. Les hydrocarbures piégés
dans la roche-mère (dont font partie certains hydrocarbures non conventionnels) requièrent
des techniques beaucoup plus complexes et coûteuses.

1.1.1.

Les hydrocarbures liquides non conventionnels

L’huile/pétrole de réservoir compact (tight oil) : il est parvenu à migrer depuis la rochemère, mais il se trouve localisé dans un réservoir peu perméable difficile d’accès. La
production de ces "tight oils" nécessite souvent l'emploi de puits horizontaux et de la
fracturation hydraulique

3

Les pétroles/ huile de schistes (shale oil) ou huile de roche mère : l'enfouissement de
la roche-mère a été suffisant pour transformer la matière organique en hydrocarbures
liquides. Ces hydrocarbures liquides restent piégés dans la roche-mère, ce qui nécessite
également le recours aux puits horizontaux et à la fracturation hydraulique.
Les pétroles lourds ou extra-lourds (heavy, extra-heavy oils) : c’est un hydrocarbure à
très forte viscosité. Il s'agit souvent d'anciens gisements conventionnels dont le pétrole a été
altéré par une intense activité bactérienne. Aujourd’hui on l'exploite par des puits verticaux
et horizontaux mais le rendement reste faible. Dans certains cas, de la vapeur est injectée
dans un des puits. L'augmentation de température fait alors chuter la viscosité du pétrole
qui est extrait par un second forage. Les principales réserves de pétroles lourds ou extra
lourds se situent au Venezuela et au Canada.
Les sables bitumineux (oil sands, tar sands) : composés de sable et de bitume, il s’agit
d’un mélange d’hydrocarbures très visqueux, voire solide, à température ambiante.
L'altération bactérienne est encore plus importante que pour les pétroles lourds ou extralourds, ce qui les rend extrêmement visqueux. L’exploitation se procède soit en mines soit
en carrières. Les principales réserves de sables bitumineux se trouvent dans l'État de
l'Alberta au Canada.
Les schistes bitumineux (oil shales): il s'agit d'une roche-mère qui n'a pas été
suffisamment enfouie pour que la matière organique puisse être transformée en
hydrocarbures. Ils nécessitent un traitement thermique très énergivore. Ils sont en effet
chauffés à fortes températures (450°C)

1.1.2.

Les hydrocarbures gazeux non conventionnels

Dans le cas des gaz non conventionnels, du méthane est piégé dans des roches très
peu poreuses et imperméables, ce qui ne permet pas une exploitation classique.
Le « gaz de réservoir compact » ou « gaz compact » ou « gaz serré » (tight gaz) : Ce
sont des hydrocarbures gazeux contenus dans des réservoirs très peu poreux et très peu
perméables. Pour les produire, il faut stimuler le réservoir par fracturation hydraulique.
Le « gaz de houille » (coalbed methane) : Il se rencontre dans les couches de charbon,
riches en méthane adsorbé, que les mineurs nomment « grisou ».
Le « gaz de schiste » (shale gaz) ou gaz de roche-mère : c’est un gaz demeuré
emprisonné dans la roche mère, situé à une profondeur de 2 à 3 kilomètres de la surface. Le
méthane y est contenu dans des micropores argileuses imperméables. La technique de
fracturation est nécessaire pour rendre ces roches perméables.
Les hydrates de méthane (methane hydrates) : c’est un mélange d’eau et de méthane
qui, sous certaines conditions de pression et de température, cristallise pour former un
solide qui ressemble à de la glace. Des ressources se trouvent dans les régions arctiques.

4

Aucune exploitation commerciale n'est envisagée, seuls deux sites pilotes au Canada et au
Japon testent les méthodes de production.
La figure suivante, tiré de l’IFPEN (Institut Français du Pétrole et des Energies
Nouvelles) résume ces deux paragraphes.

Figure 1: Hydrocarbure conventionnel et non conventionnel

1.2. Emplacement des gisements de gaz de schiste
1.2.1.

Cartographie mondiale

Selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE), « les ressources mondiales
récupérables de gaz non conventionnel (370 Tm3) seraient du même ordre de grandeur que
les ressources récupérables conventionnelles (404 Tm3). Le gaz de roche-mère contribuerait
pour 183 Tm3 à ces ressources récupérables ». En revanche, pour l’huile de roche mère, l’AIE
ne donne pas d’indication. . Avec la Pologne, la France apparaît être, selon l’étude de l’AIE, le
5

pays d’Europe le plus richement doté de ressources en gaz de roche-mère, avec un potentiel
d'environ 5 Tm3 de gaz techniquement récupérables.

1.2.2.

Situation en France

Deux bassins potentiellement riches en hydrocarbures de roche-mère ont été
identifiés en France : le bassin parisien et le bassin sud-est ou Causses-Cévennes (Hérault,
Aveyron, Lozère, Gard, Ardèche, Drôme). Des permis exclusifs de recherche y ont été
délivrés en 2010. Le bassin parisien concerne l’exploration d’huile de roche-mère. C’est une
région déjà longuement exploitée pour le pétrole conventionnel. 2000 forages de recherche
ont déjà été réalisés. La géologie de cette zone est donc relativement bien connue. Le bassin
Causses/Cévennes/Ardèche se focalise sur les gaz de schiste. Les ressources sont plus
difficiles à estimer car les structures géologiques sont beaucoup plus complexes que dans le
bassin parisien. Une trentaine de forages profonds seulement ont déjà été réalisés dans des
périmètres d’exploration.
Trois permis visant le gaz de roche-mère ont été délivrés en 2010 mais ont été abrogés
suite à la loi sur l’interdiction de la fracturation hydraulique :
- le permis Montélimar »demandé par les sociétés Total E&P France et Devon Energie
Montélimar SAS pour une surface de 4327 km2
- le permis « Villeneuve de Berg » (931 km2) et « Nant » (4114km2) accordés à la
société Schuepbach Energy LLC avec laquelle GDF-Suez envisage de s’associer.
A l’heure actuelle il ne s’est opéré aucun forage d’exploration avec pour objectif le gaz
de roche mère. Au 1 er janvier 2011, 39 demandes de permis exclusifs de recherches visant
l’huile de roche -mère ont été déposées. Elles sont encore en cours d’instruction.

1.3. Techniques d’exploitation des gaz des schistes
1.3.1.

Fracturation hydraulique et forage horizontal

Les puits verticaux, utilisés pour extraire le gaz conventionnel, ne peuvent atteindre
qu’un volume limité de ressources. Aussi, pour extraire les gaz non conventionnels, la
maîtrise de forages horizontaux a pu considérablement augmenter les volumes extraits et
rendre les exploitations rentables. Il est possible de creuser un drain qui suit la roche-mère
sur plusieurs centaines de mètres.
Le gaz de schiste étant dispersé dans la roche imperméable, il faut en effet forer de
très nombreux puits et fracturer la roche pour la rendre perméable. Il faut généralement
forer entre 1500 et 3000m pour extraire ce type de gaz, soit de un à plusieurs kilomètres au
dessous des aquifères d'eau potable.
Ce n’est pas le gaz en lui-même qui nécessite de telles contraintes techniques mais la
roche, peu perméable, qui le contient. Pour l’en extraire, on injecte sous haute pression
6

(plus de 100 bars) un fluide dit de "fracturation". Il est composé d’eau (90%), de sable (9,5 %)
et d’additifs chimiques (0,5 %). Les grains de sable maintiennent les fissures ouvertes de
manière à perpétuer l’écoulement des hydrocarbures vers la surface. Un problème majeur
concerne les additifs, dont certains sont réputés agressifs et polluants pour l’environnement.
Leur intérêt est d’éviter la formation de bactéries et de favoriser le transport du sable dans
les fissures. La traversée des nappes phréatiques, la grande profondeur à laquelle se
déroulent les opérations et la forte pression à laquelle est injecté le fluide de fracturation
requièrent l’emploi de cuvelages et de tubes spécifiques. Ceux-ci comportent plusieurs
épaisseurs destinées à empêcher les fuites d’eau et les migrations d’hydrocarbures. Il est
techniquement possible de multiplier les couches de ciment et d’acier pour renforcer les
conditions de sécurité. Un exemple de cuvelage est décrit en annexe.
Figure 2: Technique de fracturation hydraulique

7

La figure 2 tirée de l’IFPEN explique le procédé d’extraction du gaz : après injection à
haute pression du mélange de fracturation, l’eau est pompée et fait ainsi remonter le gaz
prisonnier de la roche mère. Au mieux 50% de l’eau injectée est pompée. Ensuite elle est
traitée dans une usine de traitement, puis réutilisée pour d’autres fracturations si
nécessaires.
L'élaboration des fluides de stimulation pour une utilisation spécifique à chaque puits
dépend pour une large part de la nature de la formation géologique à fracturer, de sorte que
les composants spécifiques varient d'une plateforme à l'autre, d'un réservoir à l'autre et d'un
puits à l'autre. Ces types d'additifs comportent des acides, des biocides, des brisants, des
agents de contrôle de l'argile, des inhibiteurs de corrosion, des agents de soutènement, des
réducteurs de friction, des gélifiants, des additifs de contrôle de fer, des inhibiteurs de
corrosion et des tensioactifs. L’eau de fracturation est gélifiée pour qu’elle puisse
transporter le sable nécessaire aux fracturations. Les ingrédients chimiques contenus dans
chacun de ces types d'additifs peuvent varier en fonction du produit et du fournisseur.
L’IFPEN précise que « la plupart de ces additifs utilisés dans le processus de
fracturation hydraulique sont présents dans des produits agroalimentaires ou domestiques
tels que les cosmétiques, shampoings et produits de nettoyage » [1]. Des agents beaucoup
plus toxiques ont été utilisés aux Etats-Unis.
Notons que la technique de fracturation hydraulique est utilisée également en
géothermie. Cette technique n’est pas seulement utilisée pour l’exploitation de ressources
non conventionnelles. Elle l’est également pour les gaz conventionnels car elle permet
d’augmenter les rendements des puits.

1.3.2.

Autres types de fracturation

Il existe d’autre types de fracturation : au CO2, au propane et par électro-fracturation.
Les essais réalisés en Espagne pour la fracturation au C02 se sont avérés être des échecs. Qui
plus est, l’acheminement du C02 est particulièrement coûteux.
La fracturation au propane fait l’objet d’étude au Canada. Le propane étant
extrêmement inflammable, cette technique requiert des conditions de sécurité
draconiennes.
Enfin, la fracturation stimulée par des décharges électriques est encore au stade de la
recherche. La question de l’énergie requise peut se révéler être un handicap.

8

II. BILAN GES DES EXPLOITATIONS DE GAZ DE SCHISTE
2.1. Avantage du gaz naturel par rapport aux autres énergies fossiles
carbonées
Le gaz de schiste est-il plus ou moins émetteur de GES (gaz à effet de serre) que le gaz
conventionnel ?
Le gaz joue un rôle significatif au regard des émissions de CO2 engendrées par la
combustion des énergies fossiles carbonées. En effet, la production d'un mégajoule
d'énergie obtenu en brûlant du méthane produit 55g de CO2. La même quantité d'énergie
obtenue en brûlant du pétrole produit 70g de CO2 ; et 110g en brûlant du charbon.
Cependant, il convient de tenir compte d’autres éléments dans la chaîne
d’approvisionnement en gaz pour comptabiliser toutes les émissions de CO2. En effet, la
combustion de gaz n’est pas seule émettrice de GES. Les procédés d’extraction et de
traitement du gaz en amont génèrent également des GES. Une approche de type « analyse
de cycle de vie » du gaz apparaît alors nécessaire pour pouvoir comparer judicieusement les
différentes énergies fossiles.

2.2. Origine des émissions GES des puits de gaz de schiste
2.2.1.

Emission de C02

Pendant les phases d’exploration, d’extraction et de traitement de gaz, les émissions
de CO2 sont présentes lors du processus de combustion à différents niveaux: dans les
turbines à gaz, les moteurs diesel des engins et dans les chaudières
Il est à noter que des émissions de CO2 sans combustion peuvent s’opérer lors de la
phase de traitement du gaz extrait, selon la teneur en CO2 du gaz extrait. D’après Goodman
2008 [2], la teneur en CO2 du gaz extrait peut atteindre 30%, ce qui provoquerait des
émissions de 24g de C02 par MJ de gaz extrait.

2.2.2.

Emissions de méthane

Le CO2 n’est pas le seul GES émis au cours de ces activités. Du méthane est également
libéré. En revanche, le méthane possède un pouvoir de réchauffement climatique bien
supérieur à celui du C02 puisque un gramme de CH4 équivaut à 25g de CO2 (selon le GIEC et
sur la base d’un horizon temporel de 100 ans).
Lors de la phase de développement et d’exploration, des émissions de méthane se
produisent lors du forage, du refoulement des fluides après le procédé de fracturation
hydraulique. Lors de l’extraction et du traitement, du méthane s’échappe des vannes et des
9

compresseurs, pendant le déchargement des liquides dans les bassins de rétention et
pendant le traitement du gaz. Notons que des puits endommagés contribuent également à
alourdir le bilan. En effet, aux États-Unis, on estime qu’entre 15 et 25 % des puits ne sont pas
étanches.

Figure 3 : Emissions de CH4 durant les phases d’exploration, d’extraction et de traitement du gaz de schiste

La traduction de la figure se situe en annexe.

Fuites de méthane
L’étude de Cook 2010 [3] montre que les émissions de CH4 dues au refoulement des
fluides d’extraction seules représentent 1,9 % de la quantité de gaz extrait du puits. A cet
effet, le méthane peut être en partie capturé et brûlé sur place afin de réduire les émissions
de méthane. En général, il est possible de capturer et de brûler environ 50 % du méthane
émis.
Les puits fracturés sont sujets à d’autres fuites de méthane tout au long de l’existence
du puits. Les fuites évaluées entre 3,6 % et 7,9 % des volumes totaux produits, soit entre 30
% et 100 % de plus que dans une exploitation conventionnelle.

10

2.3. Répartition des émissions GES durant les phases de vie d’un puits
Le tableau suivant, tiré de l’étude de Cook citée précédemment, montre la répartition
des émissions de GES suivant les différentes étapes d’exploration et de production d’un
puits.

Phase préliminaire

Phase opératoire

g équivalent C02
par MJ de gaz
extrait

% des
émissions

Préparation du site (défrichement,
consommation de ressources etc…)

0,586

3,46

Combustion de forage

1,287

7,59

Complétion

7,077

41,75

Combustion

2,089

12,32

Emissions fugitives diverses

3,673

21,67

Combustion

2,239

13,21

Emissions fugitives diverses

0,998

5,89

Total

16,951

100

Explorations et développement

Production de gaz

Traitement

Figure 4: Répartition des émissions GES en fonction des phases opératoires

Par complétion on entend tous les procédés visant à préparer un puits pour la
production, dont la phase de fracturation hydraulique. L’hypothèse retenue est que 50% du
méthane des liquides de fracturation est brûlé et 50% s’échappe dans l’atmosphère.
Ce tableau met en lumière le fait qu’outre les phases de combustion qui sont émissives
de GES, la part d’émissions fugitives est loin d’être négligeable. Elles représentent en effet
26,65% des émissions. C’est bien la phase de fracturation hydraulique et de remontée des
fluides chargées en méthane qui est la plus contributive aux émissions (42%).
L’étude de Cook 2010 montre également que la teneur en CO2 du gaz de schiste
extrait influe notablement les émissions de C02 pendant la phase de traitement des gaz. En
effet, le tableau précédent, tiré des chiffres de cette étude, se fonde sur l’étude de plusieurs
puits non conventionnels au Etats-Unis dont la teneur en méthane est de 78,80%. Cook
montre que si il n’y a que 70% de méthane dans le gaz extrait (et donc 30% de CO2), les
émissions de C02 pendant la phase traitement sont telles qu’elles alourdissent
particulièrement le bilan, et ce bien que le C02 ait un pouvoir de réchauffement climatique
moindre que le méthane. En effet, cela ferait passer le bilan de 17g eq C02 /MJ à 43g /MJ.
Un autre aspect à prendre en considération est le transport du gaz depuis le puits
jusqu’au réseau de distribution du gaz naturel.
Notons que cette évaluation ne prend pas en compte les émissions relatives à
l’utilisation de l’eau. Ces études n’abordent pas la question de la consommation d’énergie
11

reliée à l’accès à l’eau, à son transport par camion jusqu’au site et au traitement de millions
de mètres cube d’eau de retour (eaux de fracturation) qui remontent à la surface.

2.4. Comparaison des émissions GES du gaz de schistes par rapport aux
autres énergies carbonées : approche par analyse de cycle de vie
L’exploitation du gaz non conventionnel étant absente en France, on se basera sur
deux études pour évaluer les émissions GES des gaz de schiste. Ces dernières sont
comparées dans ce paragraphe : l’une concerne le contexte européen et le contexte
étatsunien.
2.4.1.

Emissions supposées pour des puits européens

S’agissant du contexte européen, une étude demandée par la commission de
l’environnement, de la santé publique et de la sécurité alimentaire du Parlement européen a
comparé les émissions de GES de gaz de schiste par rapport aux autres formes d’énergie
fossiles sur toutes les phases de production (exploration, extraction, distribution et
combustion) [4]. Ces chiffres sont censés refléter les émissions supposés pour des puits en
Europe. Cependant, les hypothèses des calculs ne sont pas explicitées dans le rapport de la
commission. Ces données peuvent donc porter à discussion. Le retour d’expérience en
Europe est faible puisque le développement des gaz et pétroles de schistes n’en est encore
qu’à ses débuts. Ce sont les puits non conventionnels exploités depuis 15 ans en Allemagne
qui ont servi de référence pour ces données.
Les valeurs minimales et maximales dépendent du choix de rendement des puits, ce
qui permet d’obtenir une fourchette d’émissions selon plusieurs hypothèses. Différents
scénarii sont comparés par rapport au gaz conventionnel transporté sur 7000km par pipeline
et au charbon :
- 1er scénario : le gaz de schiste est transporté sur 500km par pipeline. La teneur en
méthane est de 78,80%
- 2nd scénario : le gaz de schiste est transporté sous forme liquide (transformation gazliquide à 20MPa) dans un camion sur 100km en plus d’un transport de 500 km par pipeline.
La teneur en méthane est de 78,80%
- 3ième scenario : ce scénario vise à étudier l’influence de la composition du gaz. Dans
ce cas, la teneur est de 70%. Les valeurs minimales correspondent au cas d’un transport par
pipeline de 500km seulement. Les valeurs maximales au cas du transport de gaz liquéfié, par
camion sur 100km en plus des 500km par pipeline.

12

Figure 5: Émissions de gaz à effet de serre provoquées par l’extraction, la distribution et la
combustion du gaz de schistes et du gaz en formations étanches par rapport au gaz naturel
conventionnel et au charbon

La traduction de la figure se situe en annexe.
Outre le fait que les émissions GES du gaz sont bien moindres que celles du charbon
(32% en moins), cette figure confirme que ce qui fait la différence entre le gaz conventionnel
et le gaz de schiste est les émissions dues aux moyens de production du gaz (partie bleue du
graphe). A ce titre, la fraction de C02 présente dans le gaz extrait y joue un rôle primordial
puisque les émissions GES dans le scénario CO2 30% avoisinent celles du charbon.
En conclusion, on retiendra de cette étude que selon le scénario choisi, les émissions
GES des gaz de schistes se rapprochent au minimum de celles du gaz conventionnel. Et dans
le pire des cas, elles équivalent celle du charbon. Cette étude illustre que les émissions GES
du gaz de schiste ne sont pas avantageuses par rapport au gaz naturel. En effet, dans le
meilleur des cas, elles seraient similaires à celles du gaz conventionnel mais pas inférieures.

2.4.2.

Emissions du gaz de schiste aux Etats-Unis

Aux Etats-Unis, une étude semblable a été menée par Howarth [5]. Elle amène à des
émissions beaucoup plus élévées, d’un facteur 10, mais les tendances des scénarios sont
similaires à celles présentées au paragraphe précédent. Les émissions considérables de GES
liées à la production/la distribution et l’utilisation de gaz de schiste aux États-Unis indiquées
s’expliquent par les émissions extrêmement élevées de méthane liées au transport, au
stockage et à la distribution du gaz naturel aux États-Unis. L’importance de ces émissions
serait due principalement à la mauvaise qualité du matériel utilisé aux États-Unis.

13

Dans le cas du gaz naturel conventionnel, les pertes de méthane dans l’Union
européenne sont généralement inférieures à celles observées aux États-Unis, grâce à la
meilleure qualité de l’équipement (étanchéité des gazoducs, des vannes, etc.) d’après le
rapport de la commission européenne. On ignore encore si et dans quelle mesure les
émissions de GES dans l’Union européenne sont inférieures à celles constatées aux ÉtatsUnis.

2.5. Rôle du gaz de schiste vis-à-vis de ressources énergétiques
décarbonées
Ces différentes études soulignent que les émissions fugitives de méthane ont un
impact considérable sur le bilan des gaz à effet de serre. Les émissions possibles provoquées
par l’infiltration de méthane dans les nappes aquifères (et qui se rejettent par la suite dans
l’atmosphère) n’ont pas encore été évaluées De plus, les émissions selon les projets
considérés peuvent considérablement varier (d’un facteur 10), en fonction de la production
de méthane du puits. Enfin, selon la combinaison de plusieurs facteurs, les émissions de gaz
à effet de serre du gaz de schistes par rapport à son apport énergétique peuvent être
relativement faibles, comme celles du gaz naturel conventionnel transporté sur de longues
distances, ou nettement plus importantes, comme celles du charbon sur l’ensemble de son
cycle de vie (de l’extraction à la combustion).
La France s’est engagée à réduire ses émissions GES de 20% d’ici 2020. Les bilans GES
effectués dans les diverses études citées précédemment tendent à prouver que le
développement des gaz de schiste entraverait les efforts de réduction de GES de la France.
Les émissions GES des gaz de schiste étant au mieux égales à celles du gaz conventionnel,
l’avantage retiré de cette nouvelle ressource énergétique ne revêt dont aucun aspect
d’ordre écologique. En outre, du point de vue du mix électrique, l’exploitation de gaz de
schiste n’apporterait aucun avantage au regard des émissions puisque la production
d’électricité en France reste majoritairement nucléaire et hydroélectrique. L’avantage serait
surtout de nature économique, par substitution de la production domestique aux
importations.

14

III. GESTION DE LA RESSOURCE EN EAU
3.1. Disponibilité de la ressource
Le forage conventionnel du puits consomme de grandes quantités d’eau pour refroidir
et lubrifier la tête de forage, mais aussi pour éliminer les boues de forage. La fracturation
hydraulique consomme environ dix fois plus d’eau pour stimuler le puits par injection d’eau.
L’étude des puits de gaz de schiste au Etats-Unis fait apparaître une consommation
d’environ 15000m3 pour le forage et la fracturation hydraulique d’un seul puits. En outre, il
arrive que les puits forés en vue de produire du gaz de schiste doivent être fracturés à
plusieurs reprises en cours d’exploitation. Chaque opération de fracturation supplémentaire
nécessite plus d’eau que la précédente. Dans certains cas, les puits sont refracturés jusqu’à
10 fois sous pression en vue de créer des fissures. Selon une analyse statistique basée sur
environ 400 puits, la consommation d’eau typique est d’environ 42 m3/m pour les
fracturations plus récentes utilisant un mélange à faible viscosité, la distance étant la
longueur couverte par la partie horizontale du puits [6]. Cette consommation doit être
comparée à la consommation d’eau pour tous les autres consommateurs. Il faudrait un
nombre important de puits pour que la consommation d’eau puisse impacter la
consommation. Pour illustrer ce propos, considérons la consommation d’eau de la région
Rhône Alpes qui s’élève à 576,2 millions de m3 [7]
En prenant comme hypothèse qu’un puits consomme 15000m3 et qu’il n’est fracturé
qu’une seule fois par an, 1000 puits représenteraient 2,6 % de la consommation. Il faudrait
4000 puits dans cette région pour que 10% de la consommation d’eau (tous secteurs
confondus) soit impactée. Aux Etats-Unis, on recense entre 1 et 3 puits par km2. Si ce
rythme de développement s’appliquait en France, étant donné la taille des surfaces
projetées pour la recherche d’hydrocarbures non conventionnelles (en moyenne 5000km2
par permis), 4000 puits seraient largement envisageables. Pour le moment, aucune
orientation de la part du gouvernement n’a été clairement définie en termes de projections
de recherches d’huile et de gaz de schiste, il est donc impossible d’évaluer le nombre de
puits qui pourraient être forés à ce jour.
Selon le nombre de puits, les ressources hydriques pourraient être l’objet de conflits
d’usage. En effet, deux tiers de l’eau prélevée en France est déjà utilisée pour refroidir les
centrales nucléaires. Il conviendrait que les études d’impacts réalisées prennent en
considération la concurrence de prélèvement d’eau des puits de fracturation envers
l’irrigation, l’eau potable et l’industrie. Notons outre cela que les zones potentielles de
gisements de gaz et huiles de schistes sont également des régions régulièrement soumises à
des périodes de sécheresse et que des restrictions d’eau sont appliquées.

15

3.2. Protection des nappes souterraines
La contamination de l’eau peut être provoquée par les facteurs suivants:
- Déversement de boue de forage, de liquide de refoulement depuis des bassins ou des
réservoirs de résidus
- Des fuites ou des accidents provoqués par les activités en surface, par exemple fuite
des conduites ou bassins à fluide ou à eaux usées
- Fuites causées par un cimentage incorrect des puits
- Fuites à travers les structures géologiques, par les fissures ou les passages naturels ou
artificiels
Le rapport de la commission européenne sur l’impact des exploitations de gaz de
schistes sur la santé passe en revue les nombreux incidents survenus au Etats-Unis et en
explique les origines [8].
Il en ressort que la plupart des accidents et des infiltrations dans les eaux souterraines
sembleraient dus à des erreurs de manipulation, notamment des négligences au niveau de la
cimentation et du cuvelage des puits. Malgré l’adoption de règlementations, la surveillance
des opérations s’avérerait insuffisante aux Etats-Unis. Le rapport de la commission évoque
des raisons budgétaires trop contraignantes pour les autorités publiques. Le problème de
base ne serait donc pas une réglementation incorrecte, mais plutôt l’exécution de cette
réglementation.
Néanmoins, il demeure certains risques que des passages non détectés (par ex.
d’anciens puits abandonnés non répertoriés avec un cimentage incorrect, des risques
imprévisibles dus à des tremblements de terre, etc.) permettent au méthane ou à des
substances chimiques de s’infiltrer dans les eaux souterraines.
A propos des fuites de méthane à travers les aquifères, l’UFIP précise que «en raison
de la profondeur relativement faible des nappes phréatiques servant à l'alimentation en eau
potable en comparaison à la profondeur nettement plus importante des couches où a lieu la
fracturation hydraulique, il est quasiment improbable que les fuites de méthane remontent
jusqu’aux nappes phréatiques »[9]. Des chercheurs en géosciences de l’université de
Montpellier 2 lors d’une conférence ont relativisé largement ce propos [10]: ils appellent à la
précaution quant aux remontées de produits chimiques et de fuites de méthane dans les
structures géologiques karstiques (fracturées) qui se situent justement dans les zones de
recherche de gaz de schiste dans le sud-est de la France. La connaissance de la géologie
actuelle permet d’assurer que les fractures des roches souterraines peuvent se révéler
particulièrement profondes dans ces zones (sur plusieurs milliers de mètres). Des
circulations très profondes d’eau souterraines s’y opèrent mais leur compréhension en est
encore à ses débuts. Ils recommandent ainsi des investissements afin d’avoir une meilleur
connaissance de la géologie et de l’hydrogéologie de ces territoires particuliers. Selon eux,
les fuites de méthane dans les aquifères surviennent obligatoirement (dès lors qu’il n’y a pas
16

une couche imperméable qui les bloque). Il s’agirait juste d’une question de temps pour
pouvoir mesurer ce méthane dans les nappes phréatiques (remontée de méthane estimées
à quelques mètres par an)

3.3. Recyclage de l’eau après fracturation
Une partie de l'eau qui a été injectée pour réaliser la fracturation hydraulique est
récupérée (20 à 70 %) lors de la mise en production du puits. Cette eau peut être soit traitée
sur place au niveau du forage, soit être acheminée jusqu'à un centre de traitement. Ayant
circulé sous forte pression dans les couches sédimentaires, elle est généralement chargée en
sel et contient beaucoup d'éléments en suspension. Le traitement de l'eau consiste à
éliminer les chlorures, les éléments en suspension ainsi que les métaux, les sulfates et les
carbonates pour pouvoir la réinjecter lors de la fracturation hydraulique suivante. A noter
que ce traitement (décantation, floculation, électrocoagulation) coûte moins cher que
l'achat, l'acheminement et le stockage de la même quantité d'eau «pure».
Les sources fournissent des estimations très différentes du taux de recyclage d’eau
usées. Certaines sources estiment que 20 à 50 % des eaux utilisées pour la fracturation
hydraulique des puits de gaz remonteraient en surface. Selon d’autres sources, entre 9 et 35
% du liquide reflueraient [11]. Dans touts les cas, ces chiffres prouvent qu’une partie non
négligeable (au mieux la moitié) de l’eau de fracturation reste dans le puits et la roche
fracturée. Dans ce contexte, il faudrait s’assurer que les additifs chimiques et le méthane de
la roche ne puissent pas se répandre dans les aquifères voisins.
L’élimination correcte des eaux usées semble être une préoccupation majeure en
Amérique du Nord au vu du grand nombre d’incidents recensés [12]. Les principaux
problèmes sont les énormes quantités d’eaux usées et la configuration incorrecte des
stations de traitement. Le recyclage serait possible, mais il ferait monter les coûts des
projets.
On signale de nombreux problèmes liés à l’élimination incorrecte des eaux usées.
L’analyse de ces incidents dans le rapport de la commission européenne met en évidence
une fois encore que la majorité des cas de contaminations dues aux eaux de fracturation
sont dues à des négligences ou fausses manœuvres. Signalons qu’en Allemagne, des
accidents de fracturations sont déjà survenus. En effet, en 2007, par exemple, les conduites
d’eaux usées du gisement de gaz de schiste de Söhlingen, se sont rompues, provoquant une
contamination au benzène et au mercure des eaux souterraines. L’autorité minière régionale
avait bien été informée. Mais le public n’en a eu connaissance qu’en 2011, quand
l’entreprise a commencé à remplacer les terres agricoles affectées par les fluides reflués
[13].

17

3.4. Autres problèmes environnementaux
D’autres risques environnementaux mériteraient également d’être étudiés. D’une part,
l’incidence sur les paysages par exemple est loin d’être négligeable. En effet, au Etats-Unis,
on compte au minimum un puits par km2. Les plates-formes sont reliées par des routes pour
le transport par camions, ce qui augmente encore l’occupation de terrain. Une surface
supplémentaire est occupée par les bassins qui recueillent les eaux usées de reflux avant
leur enlèvement par camion ou par conduite. Une fois extrait, le gaz doit être transporté
vers les réseaux de distribution. Étant donné que la plupart des puits ont une production
modeste qui décline rapidement, le gaz est souvent stocké sur la plate-forme et chargé sur
des camions à intervalles réguliers. Si la densité de forage est suffisamment élevée, des
réseaux de collecte avec stations de compression sont construits. Le choix du mode de
stockage et de transport dépend des caractéristiques des projets et des réglementations en
vigueur, tout comme la construction de conduites à l’air libre ou sous terre.
D’autre part, des émissions autres que les GES (oxyde de carbone, COV, SO2, NOx)
proviennent des émissions des camions et de l’équipement de forages ainsi que des
émissions du traitement et du transport du gaz naturel. Plusieurs études au Etats-Unis
attestent de la présence de divers types de composés aromatiques (benzène, xylène)
dangereux et de leurs impacts sur la santé humaine des habitants des alentours [14]. Dans
l’Union européenne, les émissions de substances de ce type sont limitées par la loi.
Enfin, citons également le risque sismique qui fait l’objet de quelques études à l’heure
actuelle. On sait que la fracturation hydraulique peut provoquer de petits tremblements de
terre d’une magnitude située entre 1 et 3 sur l’échelle de Richter. En Arkansas (États-Unis),
le nombre de petits tremblements de terre a été multiplié par 10 ces dernières années. En
avril 2011, la ville de Blackpool au Royaume-Uni a connu un tremblement de terre mineur
(1,5 sur l’échelle de Richter) suivi en juin 2011 par un séisme plus important (2,5 sur l’échelle
de Richter). L’entreprise qui menait à l’époque des opérations de fracturation hydraulique
dans la zone frappée par le séisme, a interrompu ses activités et commandité une enquête
sur la question. Elle a annoncé son intention de mettre fin à ses opérations si un lien devait
être établi entre les tremblements de terre et ses activités de forage

18

IV. UNE SOLUTION POUR L’INDEPENDANCE
ENERGETIQUE EN FRANCE ?
4.1. Des besoins en gaz certains pour l’avenir
Dans ce paragraphe, les données citées sont issus du bilan énergétique de la France
2011 [15].
Le gaz naturel représente 14,6 % du bilan énergétique national (38 Mtep sur un total
de 263 Mtep d’énergie primaire). Depuis 1973, la consommation de gaz a cru plus
rapidement (3,6 % en moyenne annuelle) que celle des autres énergies (1,1 %). Sa part dans
le bilan énergétique national a ainsi pratiquement doublé entre 1973 et 2009, passant de 7,4
% à 14,6 %.
Les principaux secteurs consommateurs de gaz sont le résidentiel-tertiaire (57 %) et
l'industrie (30 %). Le gaz naturel est principalement importé par des contrats de long terme
(32 % Norvège, 15 % Russie, 16 % Algérie, 16 % Pays-Bas) et par des achats ponctuels
(Nigéria, Qatar, ...). Le reste (moins de 2 %) provient de la production nationale et
principalement du gisement de Lacq presque épuisé actuellement.
Les études menées par la CGIET (Conseil général de l’industrie, de l’énergie et des
technologies) montrent que la France reste dépendante des importations d’hydrocarbures.
Le gaz représente 15 % de nos besoins alors que la production domestique ne couvre qu’une
fraction de la consommation nationale (de l’ordre de 1 % à 2 %). Les importations de pétrole
et de gaz ont coûté 45 milliards d’euros en 2010. De plus, le scénario tendanciel DGEMP-OE
[16] qui prévoit dans les trente prochaines années la consommation d’énergie primaire a
montré qu’elle augmenterait de 0,7% d‘ici 2030. La consommation de gaz augmenterait de
2,3%. Dans cette situation, l’éventuelle production du gaz et de l’huile de schiste pourrait
venir en substitution aux importations pour réduire la facture énergétique, qui s’élève à 53
milliards d’euros.

4.2. Des ressources à confirmer
A l’heure actuelle, les chiffres concernant les ressources non conventionnelles
européennes proviennent des administrations américaines. Les estimations sont fondées sur
une comparaison entre les sols européens et les formations géologiques les plus riches en
hydrocarbures non conventionnelles des Etats-Unis. Les estimations sont basées sur des
paramètres géologiques grossiers à grande échelle tels que l’étendue et l’épaisseur de la
zone, la porosité, la quantité de gaz par volume etc. Aucune exploration n’a été menée sur le
territoire français et l’inventaire minier réalisé par le BRGM ne dispose pas d’autant
d’informations sur ce type de ressource dans les sous-sols français que les Etats Unis. Aussi,
les chiffres des ressources supposées doivent être pris avec précaution, d’autant plus que la
19

quantité de gaz contenue dans la roche-mère n’est pas techniquement entièrement
récupérable. L’agence internationale de l’énergie incite également à accueillir ces données
avec beaucoup de prudence.
La France disposerait de 5 Tm3 de gaz de roche mère dans ses sous-sols (5000 milliards
de m3), ce qui représente 90 ans de notre consommation actuelle de gaz. La France avec la
Pologne s’imposent comme les deux pays les plus riches en ressources non
conventionnelles. Ce tableau, tiré de l’évaluation de l’Energy Information Agency [17] fait
apparaître le potentiel considérable de gaz contenu dans ces roches mère par rapport au gaz
conventionnel (quatre fois plus sur toute l’Europe). Il faut toutefois prendre ces données
avec circonspection. Tous les gisements techniquement récupérables ne sont pas
effectivement exploitables.

France
Allemagne
Pays-bas
Norvège
Suède
Pologne
Europe (somme)

Réserves prouvées
de gaz
conventionnel (en
Tm3)
0,0056
0,1736
1,372
2,016
0
0,1624
3,7296

Ressource de gaz de Gaz en place
Facteur de
schiste
(ressource de gaz de rendement supposé
techniquement
schiste)
récupérable (en
Tm3)
5,04
20,376
25%
0,224
0,934
24,2%
0,476
1,868
25,7%
2,324
9,424
24,9%
1,148
4,641
25,%
5,236
22,414
23,6%
14,448
65,487
25%

Figure 6: Réserves de gaz conventionnel et de gaz de schiste en Europe

L’estimation d’une ressource est généralement de nettement moins bonne qualité que
l’estimation d’une réserve, parque qu’elle repose sur une analyse beaucoup moins certaines
des données géologiques. Les ressources se mesurent généralement en termes de « gaz en
place » (GEP) alors que les réserves intègrent déjà des hypothèses de récupération dans les
conditions économiques et techniques habituelles.
A titre de comparaison, généralement 80% des gisements de gaz conventionnel sont
extraits. Concernant les gaz non conventionnels, le rendement d’extraction est beaucoup
plus faible, entre 5 et 30% selon la géologie du site. En divisant les ressources de gaz de
schistes techniquement récupérables par le total des ressources en place, on obtient le
facteur de récupération ou rendement. En moyenne, l’AIE prend pour hypothèse que ce
rendement vaut 25%.
Du fait des différentes restrictions qui limitent l’accès à la totalité des schistes, une
partie seulement de la ressource de gaz de schiste techniquement récupérable sera
convertie en réserve et produite au fil du temps. En effet, la géographie en surface, les zones
protégées (réservoirs d’eau potable, réserves naturelles, parcs nationaux) ou les zones
fortement peuplées limitent l’accès aux ressources non conventionnelles.

20

Le Bassin parisien abrite l’essentiel des réserves estimées sur le territoire français en
huile de schiste. La Seine-et-Marne est particulièrement concernée : il s’agit déjà d’un
département producteur de pétrole conventionnel, dont l’exploitation a débuté dans les
années 1950. Le pétrole produit représente 20 % de la production nationale, mais seulement
0,5 % de la consommation du pays. Il est estimé que 100 millions de mètres cube de réserves
seraient techniquement exploitables dans le bassin parisien, soit l’un des potentiels les plus
prometteurs en Europe.
Les régions françaises les plus propices à la présence de réserves exploitables de gaz
non conventionnel sont situées dans le sud du pays. Il est envisagé des réserves exploitables
dans le sud-est du pays de l’ordre de 500 milliards de mètres cube.
Ainsi dans l’état actuel de nos connaissances, les ressources en gaz et huiles de rochemère de notre pays reposent sur des suppositions qui laissent place à la méfiance tant les
méthodes pour les estimer pourraient être discutables. Des travaux de recherche
nécessaires à leur estimation s’avéreraient nécessaires.

4.3. La soutenabilité de l’exploitation des puits
4.3.1.

Déclin de la production des gisements de schiste

Les puits d’hydrocarbures ayant une durée de vie finie (environ 10 ans), il convient de
s’interroger sur la durabilité des puits de gaz de schistes. L’étude de Cook 2010 [18] et
Goodrich 2010 [19] ont établi des profils de production des puits de gaz non conventionnels
aux Etats-Unis. Ces études font apparaître un déclin rapide de la production de puits de gaz
de schiste.
En moyenne, les puits horizontaux présentent un taux de production initial plus élevé.
Dans la formation de Barnett ou les schistes de Fayetteville, ce taux initial est de 1,4 million
de m3 par mois.
La pression initiale après la fracturation est nettement supérieure à la pression
naturelle du gisement. Après la fracturation, cette pression est relâchée. Il en résulte un
refoulement des eaux usées (eaux de fracturation) contenant tous les ingrédients mobiles et
les contaminations du gisement, y compris le gaz naturel lui-même. Vu le débit important
par rapport à la taille du gisement, la pression du gisement chute rapidement. Il en résulte
une diminution rapide du profil de production. Alors que les exploitations de gaz
conventionnels présentent des déclins de l’ordre de quelques pour cent par an, la
production de gaz de schistes chute de plusieurs pour cent par mois.
Les analyses de Cook et Goodrich montrent que le taux de production initial est
nettement moins élevé et que le déclin de la production est ensuite nettement plus élevé
que dans les gisements conventionnels. La production chute typiquement de 50 ou 60 %,
voire plus encore, au cours de la première année.

21

L’analyse statistique des profils de production permet de calculer le potentiel total par
puits en comparant les différentes formations schisteuses. On peut simuler le
développement hypothétique d’un gisement en comparant de nombreux profils de
production identiques. La figure suivante extraite de Cook 2010 montre justement le résultat
d’un scénario de ce genre en additionnant les profils de production sur un schiste avec
l’ajout d’un nouveau puits chaque mois. Les données utilisées sont similaires à celles du
gisement de Barnett aux Etats-Unis, avec une production typique de 1,4 million de m3 au
cours du premier mois et un déclin de 5 % par mois. Au bout de 5 ans, 60 puits sont en
production, produisant environ 27 millions de m3/mois, soir 325 millions de m3/an.
Million de m3 par mois
Développement de un puits par mois pendant 5 ans
avec une production initiale de 1,4 million de m3
par mois - Taux de déclin pris à 5% par mois

Temps en mois

Figure 7: Développement de l’exploitation typique d’un gisement schisteux par l’ajout de nouveaux puits à un rythme de
développement constant d’un puits par mois

Étant donné le déclin rapide des puits en production, le taux de production moyen par
puits diminue pour atteindre 5 millions de m3 par an et par puits après 5 ans. On
remarquera tout particulièrement qu’au bout de un an après la construction des 60 puits, la
production totale du gisement chute de 50%.

4.3.2.

La production des puits face à la consommation française de gaz

Il est intéressant de comparer ce scénario de gisement à la consommation de gaz en
France. La production de 60 puits au bout de 5 ans, sur la base des hypothèses du scénario
précédent, produirait 325 millions de m3 par an. Pour que les gisements français puissent
compenser la consommation totale de gaz (40, 1 milliards de m3), il faudrait 7380 puits, soit
123 gisements similaires à celui du scénario. Il est impossible de savoir à l’heure actuelle si la
France serait en mesure de forer autant de puits (difficultés d’autorisation, espace requis,
acceptabilité de la population). Néanmoins, le ministère du développement durable affirme
22

que « en moyenne, depuis 35 ans, 15 permis de recherches d’hydrocarbures ont été
attribués chaque année, à terre, donnant lieu à un grand nombre de forages d’exploration,
plusieurs milliers » [20]. 7380 ne serait peut-être pas invraisemblable. Il est difficile de
statuer sur l’aspect réaliste d’un tel nombre de puits tant les informations manquent à ce
sujet.
En revanche, 1000 puits peuvent sembler plus réalistes compte tenu des milliers de
puits déjà forés pour l’exploration. Cela représente environ 17 gisements présentés dans le
scénario du paragraphe précédent, soit une production de 5,53 milliards de m3. Dans ces
conditions, la production d’un tel volume de gaz au bout de 5 ans d’exploitation participerait
à 13,8% de la consommation actuelle. A titre de comparaison, la production actuelle de gaz
en France ne participe qu’à 1% de la consommation. Economiser 13,8% de gaz importé
représenterait 1,18 milliards d’euros (ce chiffre ne tien pas compte de l’évolution du prix du
gaz à l’importation dans les prochaines années). On comprend rapidement l’enjeu majeur
des gaz de schiste en terme économique.

4.3.3.

Taux de retour énergétique

L’ère du pétrole et du gaz abondants, bon marché et facilement exploitables étant
désormais révolue, nos sociétés dépensent de plus en plus d’énergie pour produire de
l’énergie. Cette pénurie de combustibles aisément extraits pousse à l’exploitation de
réserves plus difficiles d’accès (forage de pétrole en haute mer, sables bitumineux, gaz de
schiste, etc.) et dont la production requiert des quantités d’énergie beaucoup plus élevées
que l’extraction conventionnelle. Une question qui devient de plus en plus importante est de
savoir combien d’énergie est nécessaire pour produire le gaz de schiste.
Le TRE (taux de retour énergétique) est la mesure de la quantité d’énergie nécessaire
pour produire de l’énergie. Il permet d’évaluer les coûts en énergie du processus de
production (et/ou d’exploration, de distribution, etc.) de combustibles. Le TRE est le ratio de
l’énergie produite en regard de l’énergie consommée pour cette production. Plus ce ratio est
faible, plus le coût énergétique d’un processus de production est élevé.
Le TRE de la production locale de pétrole et de gaz naturel a continuellement décliné.
Dans le passé, on produisait 25 unités d’énergie pour chaque unité d’énergie dépensée (25
pour 1), mais depuis, ce ratio est tombé à 15 pour 1,45
L’analyse de Cleveland [21] montre que le rendement énergétique des combustibles
fossiles conventionnels diminue avec les années et s’avère plus faible pour les combustibles
non conventionnels (comme les sables bitumineux) que pour les sources d’énergie
alternatives (comme l’éolien). En 1930, 100 unités d’énergie étaient produites pour chaque
unité d’énergie investie dans l’extraction et la découverte de pétrole aux États-Unis. Le TRE
équivalait donc à un ratio de 100 :1. En 2000, le TRE de cette filière avait chuté à 20 :1. Si l’on
ajoute au calcul l’énergie nécessaire pour raffiner le pétrole et le convertir en essence, le

23

ratio décroît à 6 :1. Bien qu’il n’existe à ce jour aucune évaluation du taux de retour
énergétique pour les gaz de schistes, on peut noter que le TRE de manière générale des
ressources non conventionnelles est particulièrement bas. La littérature sur l’huile de schiste
prévoit des rendements pour l’huile de schiste entre 1 pour 1 et 2 pour 1
Des rendements énergétiques aussi faibles ont de lourdes conséquences socioéconomiques. En Amérique du Nord, la consommation de gaz et de pétrole est aujourd’hui
20 fois plus élevée que dans les années 1930. La hausse drastique des coûts énergétiques
d’extraction combinée à un tel accroissement de la demande pose un problème de sécurité
d’approvisionnement énergétique. Le fait que, pour les combustibles non conventionnels, le
coût énergétique de la production frôle la valeur énergétique produite nous rapproche d’un
avenir où les énergies fossiles seront exploitées plus ou moins à perte, sur le plan
énergétique. Certains scientifiques du domaine des énergies estiment le TRE nécessaire pour
répondre aux besoins de base des sociétés à 3 :1 [22], en intégrant à ce calcul les coûts
d’extraction, de raffinement, de transport et d’utilisation des ressources énergétiques. Des
ratios inférieurs à ce TRE minimal ne permettraient pas de maintenir les surplus d’énergie
nécessaires au maintien des fonctions sociales et économiques de nos sociétés.

4.4. L’exemple des états unis peut-il être transférable au cas de la
France ?
Le faible coût des forages, un droit de propriété des particuliers étendu au sous-sol,
une réglementation environnementale moins contraignante ainsi que des incitations fiscales,
associées aux avancées technologiques, expliquent l'engouement outre atlantique. La ruée
vers les gaz de schiste y a débuté en 2001. Dix ans plus tard, le pays compte 500 000 puits,
dont l’exploitation représenterait 22 % de la production nationale de gaz en 2010. En 2009,
le gaz non conventionnel a ainsi représenté la moitié de la production gazière américaine, et
il en assurerait 60 % en 2030, selon les dernières projections de l’Agence internationale de
l’énergie (AIE). D’autres experts évoquent désormais un siècle de réserves aux États-Unis,
soit plus du double des prévisions établies il y a une dizaine d’années. Chaque année,
environ 20 000 puits (deux tiers pour le gaz et un tiers pour le pétrole) sont forés aux EtatsUnis (contre moins d’une dizaine en France). Cette révolution énergétique n’a pas été sans
conséquences : les Etats-Unis, d’importateurs sont devenus exportateurs de gaz, et une forte
baisse des prix du gaz sur le marché américain a été constatée. Les États-Unis peuvent ainsi
voir dans le développement de leur ressource de gaz de roche-mère la perspective d'un
déclin des centrales au charbon, d’une substitution aux importations de GNL et celle d'un
report de construction de nouvelles centrales nucléaires. Actuellement le prix du BTU
(British Thermal Unit) est actuellement moitié moindre qu’en Europe
Il serait tentant de prendre l’exemple des États-Unis pour le transposer au contexte
français. Ceci appelle cependant quelques remarques. Tout d’abord, il y a une marge à
prendre en compte entre les ressources d’hydrocarbures estimées dans les sous-sols et la
24

quantité réellement exploitables dans les conditions économiques et environnementales
acceptables. Sur ce dernier point, plusieurs facteurs font que les conditions d’exploitation en
France sont très différentes des Etats-Unis :
- Une densité de population plus forte
- Un droit du sous-sol différent : en France, le sous-sol appartient à l’Etat alors qu’au
Etats-Unis il appartient au propriétaire de la parcelle en surface.
- Des contraintes environnementales et réglementaires plus importantes
- Des bassins sédimentaires plus petits
- Un réseau d’infrastructures de transport de gaz moins fortement maillé
Tous ces facteurs contribuent à des dépenses d’exploration plus élevées qu’au EtatsUnis, des investissements en infrastructures en hausse, ainsi que des coûts plus importants
de forage et de complétion. Enfin, des procédures plus lentes et des contrôles plus stricts
sont envisageables en France.

V. ACCEPTABILITE SOCIALE
5.1. Rappel de l’actualité depuis 2010
Par arrêtés datés du 1er mars 2010, le ministère en charge de l’énergie a accordé trois
permis exclusifs de recherches d’hydrocarbures, sur une surface totalisant 9672 km², dans
les départements de l’Ardèche, la Drôme, le Vaucluse, le Gard, l’Hérault, l’Aveyron et la
Lozère, pour des durées de 3 à 5 ans. Ces permis ayant été accordés en toute discrétion, de
forts mouvements contestataires se sont fait ressentir de la part des communes et des
associations environnementales. Les divers incidents aux Etats-Unis de contamination des
nappes phréatiques et de séismes suites aux opérations de fracturations hydraulique ont
semé le doute et la peur sur la maîtrise des techniques d’exploration d’hydrocarbures.
Par la suite, l’ordonnance n° 2011-91 du 20 janvier 2011 a visé à simplifier le code
minier. Là encore, les réformes sur ce code obsolète datant du siècle dernier provoquent de
nombreux mécontentements. La législation minière est jugée par les associations
environnementales en faveur des industries pétrolières, pour qui l’octroi de permis
d’exploitations serait facilité.
La contestation grandissant, une loi est votée le 13 juillet 2011 qui :
- interdit l’exploration et l’exploitation des mines d’hydrocarbures liquides ou gazeux
par fracturation hydraulique
- abroge les permis exclusifs de recherches comportant des projets ayant recours à
cette technique

25

- créé une Commission nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques
d'exploration et d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux. Cette commission
réunira un député et un sénateur, des représentants de l'État, des collectivités territoriales,
des associations, des salariés et des employeurs des entreprises concernées. Les 21
membres de cette commission devront évaluer deux fois par an si l’exploration des gaz de
schiste peut se faire en toute sécurité pour l’environnement. Leur rapport a été rendu le 22
mars 2012.
Ce rapport reconnaît les risques associés aux techniques d’exploration et
d’exploitation des gaz et huiles de roche mère. Il recommande une exploration encadrée par
les services de l’Etat. Pour commencer, ces expérimentations seraient réalisées dans le
Bassin parisien où des permis ont été accordés pour explorer des huiles de schiste. Un
calendrier est même prévu pour encadrer des recherches d’exploration d’huiles de schiste
dans le bassin parisien :
- Premier semestre 2012 : constitution et premiers travaux de la "Commission
nationale d'orientation, de suivi et d'évaluation des techniques d'exploration et
d'exploitation des hydrocarbures liquides et gazeux" qui, selon la loi de juillet 2011, émettra
un avis public sur les conditions de mise en œuvre de ces expérimentations.
- Second semestre 2012 et premier semestre 2013 : recueil de données - via des
carottages classiques - dans les sous-sols français susceptibles de receler des gisements
d'huiles et gaz de schiste ; et proposition d'une nouvelle loi par le gouvernement afin de
définir un cadre précis à ces expérimentations par fracturation hydraulique.
- Second semestre 2013 : vote au Parlement de la loi proposée.
Compte tenu des mobilisations locales des collectifs anti-gaz de schiste, il est sûr que
ces recommandations devraient susciter de nouvelles mobilisations.
A l’heure actuelle, 14 permis de recherche exclusifs ont déjà accordés, dont 12 en
région parisienne, Seine et Marne, l’Aisne, un en Aquitaine et un en Lorraine. Ces permis
précisent que la fracturation hydraulique n’est pas utilisée, conformément à la loi du 13
juillet.

5.2. Analyse de la réforme du code minier
Dès son premier article 1er, la loi du 13 juillet 2011 pose le principe selon lequel « en
application de la Charte de l'environnement de 2004 et du principe d'action préventive et de
correction prévu à l'article L. 110-1 du Code de l'environnement, l'exploration et
l'exploitation des mines d'hydrocarbures liquides ou gazeux par des forages suivis de
fracturation hydraulique de la roche sont interdites sur le territoire national ».
Il est important de souligner que cette loi vise à interdire une technique en particulier,
celle de la fracturation, et non l’exploration/exploitation de ressources non
26

conventionnelles. Le débat sur l’utilisation de telles ressources est ainsi loin d’être clôt.
Notons également que la fracturation hydraulique est interdite à des fins d’exploration
d’hydrocarbures dans cette loi. Elle est aujourd’hui bien utilisée dans un autre domaine,
celui de la géothermie, ce qui amène à une certaine incohérence sur l’utilisation de cette
technique. Les nombreuses manifestations des communes concernées par des permis
exclusifs de recherches de gaz de schiste semblent oublier ce point.
Concernant la compréhension du code minier actuel, les travaux de Philippe Billet,
professeur agrégé de droit public à l’université Jean Moulin Lyon III permettent d’éclairer la
situation.

5.2.1.

L’absence de consultation publique

Tout d’abord, les permis exclusifs de recherche s’obtiennent sans aucune participation
du public. « L'instruction de la demande [de permis exclusif de recherches] ne comporte pas
d'enquête publique » [23]. Cet article surprend d’autant plus que les permis exclusifs de
recherche en mer sont pourtant soumis à enquête public [24].
L'ordonnance du 20 janvier 2011 prévoit seulement que, avant à la délivrance d'un
permis exclusif de recherche, « la ou les demandes retenues font l'objet d'une mise à
disposition du public par voie électronique, dans des conditions lui permettant de formuler
ses observations ». Le Ministère annonce donc sur son site qu’un lien est disponible pour
que le citoyen puisse envoyer ses observations. La discrète mise en ligne des informations
sur le site gouvernemental n'a donné lieu à aucune communication aux populations
intéressées et ne s'accompagne d'aucune invitation à exprimer un avis, faire des
commentaires, ni même de mode d'emploi pour faciliter la lecture cartographique de
l'étendue et de la situation des territoires accordés. Si les dossiers sont bien présents, le site
ministériel ne fournit pas les cartes géographiques permettant de localiser l'étendue des
territoires octroyés. Il faut pour comprendre se livrer à un travail de géographe, un cassetête pour le citoyen.
Ensuite, « l'autorisation d'ouverture de travaux de recherches (...) est accordée par
l'autorité administrative compétente après la consultation des communes intéressées et
l'accomplissement d'une enquête publique (...) » [25]. Le souci est que les travaux en
questions concernant les forages d’explorations avec fracturation hydraulique ne relèvent
pas du régime d’autorisation. En effet, le décret n° 2006-649 du 2 juin 2006 relatif aux
travaux miniers, aux travaux de stockage souterrain et à la police des mines et des stockages
souterrains stipule que sont soumis à l’autorisation les travaux de recherches de mines
autres que les hydrocarbures liquides ou gazeux. Les travaux concernant des forages
d’exploration d’hydrocarbures liquides ou gazeux (et dont les gaz et huiles de schistes) sont
donc soumis à déclaration seulement. L'ouverture de travaux de recherche de gaz de schiste
échappe ainsi à l'enquête publique. De plus, les documents de prospection sont non
communicables au public pendant 20 ans [26].
27

5.2.2.

Faiblesses de l’évaluation environnementale

L'autorisation d'ouverture de travaux de recherches ou d'exploitation prévoit
l’obligation de fournir une étude d’impact ainsi qu’une étude de danger aux administrations
compétentes [27]. Seulement, comme il l’a été explicité précédemment, l’ouverture des
travaux d’exploration des gaz de schiste entre dans le régime de déclaration et n’est donc
pas soumise à une étude d’impact et de danger. Elle requiert uniquement une notice
d’impact, version très édulcorée d’une étude d’impact.
Les notices d’impact des permis de recherche en cours sont disponibles sur le site du
gouvernement. Une lecture attentive de ces documents souligne qu’aucun impact n’est
évalué ou chiffré. Et aucune référence à des SDAGE (schéma directeur d’aménagement de
gestion des eaux) n’est mentionnée. Il n’est dont pas prévu comment l’utilisation
conséquente d’énormes volumes d’eau pourrait être compatibles avec les autres usages de
cette ressource.

5.3. Un manque d’information qui suscite la peur au sein de la
population
L'acceptabilité sociale de cette nouvelle ressource énergétique et des conséquences de
son exploitation est loin d'être acquise, en raison d’un manque d’information flagrant auprès
du public et l’absence de prise en compte de l’avis des populations concernées. En effet, la
décision finale d’explorer ou d’exploiter les ressources non conventionnelles demeure entre
les mains du ministre en charge de l’énergie. Les avis du préfet et de la DREAL sont
consultatifs. En outre, le Code minier semble peu ou prou se préoccuper des effets
environnementaux de l’exploitation de ces nouvelles ressources minières. De plus, aucune
mise en balance des intérêts économiques des différentes parties prenantes n’a été
effectuée. Les potentialités en terme d’emploi que pourrait générer l’industrie du gaz de
schiste au regard des pertes d’activités dues à un autre usage des territoires n’a pas été
étudié en France par exemple. Tout porte à croire donc que la réforme, réalisée en urgence,
du code minier a été établi en faveur des industries pétrolières et gazières.
Le débat sur les gaz de schistes souffre d’autant plus de transparence que les seules
informations disponibles facilement, par Internet, véhicule la peur : les incidents aux Etats
Unis concernant des fuites de méthane dans les nappes et toutes sortes d’impact sur la
santé (notamment en raison de CMR présents dans les liquides de fracturation) sont
largement décriés et aveuglent le citoyen.
Le fait que la décision finale d’octroyer des permis requiert de l’autorité du ministre de
l’énergie seulement illustre un problème de gouvernance. Les collectivités locales n’ont ainsi
aucun poids dans les décisions concernant les choix énergétiques. Le BRGM souhaiterait à ce
titre pouvoir peser dans les décisions. De plus, la déclaration officielle de certaines régions,
telle que la région Rhône-Alpes, à s’être opposées à l’exploitation de gaz de schiste est un

28

symbole fort de mécontentement d’une part et d’un souhait d’être pris en compte dans le
débat public.
La taille des gisements exploitables ne change rien à l’inquiétude des populations.
L’étude de l’impact environnemental de l’industrie apparaît, par conséquent, d’une
importance première.

29

CONCLUSION
Une incidence inévitable de l’extraction de gaz de schiste est l’occupation de terrain
importante par les tabliers de forage ainsi que toutes les infrastructures nécessaires au
transport du gaz, au traitement du gaz et des eaux de fracturation. Parmi les impacts
potentiels importants, on peut citer l’émission de polluant, la contamination des nappes
aquifères et les conflits d’usage de la ressource en eau.
Bien que l’expérience américaine indique que les incidents de contamination des
nappes proviennent d’erreurs professionnelles, il conviendrait d’encadrer et de surveiller de
près les travaux de forage réalisés afin de garantir une étanchéité maximale. De plus, les
structures géologiques complexes du sud est de la France appelle à la précaution quant à la
circulation profonde des eaux souterraines et donc à la dispersion et remontée de polluants
dans les nappes.
Les émissions fugitives de méthane provoquées par la fracturation hydraulique ont un
impact considérable sur le bilan des gaz à effet de serre. Les émissions provoquées par
l’infiltration de méthane dans les nappes aquifères n’ont pas encore été évaluées et
pourraient de ce fait accabler encore plus le bilan. Retenons que les émissions propres à
chaque projet sont très variables, d’un facteur dix. Selon la combinaison de plusieurs
facteurs, les émissions de gaz à effet de serre du gaz de schiste peuvent être relativement
faibles, comparables à celles du gaz naturel conventionnel transporté sur de longues
distances, ou nettement plus importantes, comparables à celles du charbon sur l’ensemble
de son cycle de vie.
Le potentiel de la disponibilité de gaz non conventionnel doit être envisagé par rapport
à la production de gaz conventionnel et de la dépendance énergétique de la France. La
production française de gaz reste marginale comparée à la consommation. On s’attend à ce
que la demande de gaz croisse dans les prochaines décennies et alourdissent ainsi la facture
énergétique française en raison de l’augmentation des importations.
Pour le moment, les estimations évaluant les réserves de gaz de schiste en France sont
fondées sur des comparaisons géologiques avec les schistes américains. De grandes
incertitudes pèsent donc sur ces données. Des scénarios de développement de puits de gaz
de schiste pourraient permettre de chiffrer les bénéfices qui pourraient être générés pour la
France. Or à ce jour, aucune étude approfondie n’a été réalisée en France sur cette
problématique, pourtant essentielle à la décision d’orienter le mix énergétique français vers
cette nouvelle ressource. On peut néanmoins citer quelques éléments primordiaux qui ne
doivent être perdus de vue quant à la rentabilité des puits : les surfaces exploitées
pourraient être bien moindres que prévues étant donné les contraintes environnementales
en vigueur. Le taux de production des puits décline très rapidement, ce qui implique de forer
un grand nombre de puits pour maintenir la production. Le taux de retour énergétique pour
les gaz de schiste n’a pas encore été évalué, mais demeure certainement très faible par
30

rapport aux autres énergies fossiles. Que les gaz de schiste puisse soulager la consommation
de gaz française demeure une question en suspens au vue du manque de fiabilité des
données existantes.
La question de l’exploration et de l’exploitation du gaz de schiste met en évidence la
complexité et la sensibilité du processus de prise de décision lorsqu’il s’agit de ressources
collectives. C’est bien le manque d’informations et de transparence lors de l’octroi de permis
de recherche qui a provoqué des manifestations dans les régions concernées. La réforme du
code minier laisse apparaître de nombreuses imperfections, notamment l’absence de
consultation publique - contraire à la charte de l’environnement - et semble faire fi des
préoccupations environnementales pourtant au cœur des inquiétudes des citoyens. La prise
de décision relevant au final seulement du ministre chargé de l’Energie met en évidence des
améliorations à apporter concernant l’exercice de la démocratie lorsqu’il s’agit de questions
énergétiques.
Les projets d’exploitation de gaz de schiste pourraient donner l’impression aux
consommateurs d’une sécurité d’approvisionnement à un moment où il faudrait encourager
les consommateurs à réduire cette dépendance par des économies, des mesures d’efficacité
et le recours à des sources alternatives. Au vue de la difficulté de sensibilisation des
politiques sur la nécessité d’une transition énergétique et de la complexité pour organiser un
nouveau mix énergétique, recourir à une nouvelle forme d’énergie finie retarderait sans
doute les prises de décision et la réflexion nécessaire pour s’orienter vers des énergies
renouvelables.

31

ANNEXES

Figure 8: Exemple de cuvelage et de tubage
Traduction de la figure 3
CH4 vented

CH4 rejeté dans l’atmosphère

Dissolved CH4

CH4 dissous

Flow-back

Refoulement

NG processing

Traitement du GN

Drinking water well

Puits d’eau potable

Cap rock

Enveloppe rocheuse

Shale

Schiste

Hydrofrac zone

Zone de fracturation hydraulique

Figure 9: Traduction de la figure 3

32

Traduction de la figure 5
Coal transport (train, 250 km)

Transport du charbon (train, 250 km)

GHG [g CO2 equivalent/MJ]

GES[g d’équivalent CO2/MJ]

NG Distribution (pipeline, 500 km)

Distribution du Gaz Naturel (gazoduc, 500 km)

NG/coal transport

Transport du Gaz Naturel/charbon
Transport du Gaz Naturel par camion-remorque,

NG transport via trailer, 100 km
100 km
NG compression to 20 MPa

Compression du GN à 20 MPa

NG / coal production

Production du Gaz Naturel/charbon

Coal

Charbon
gaz de schistes et gaz en formations

shale & tight gas, 30 % CO2
étanches, 30 % CO2
gaz de schistes et gaz en formations
shale & tight gas, trailer
étanches, camion-remorque
gaz de schistes et gaz en formations
shale & tight gas
étanches
NG, 7 000 km

Gaz Naturel, 7 000 km

Figure 10: Traduction de la figure 5

33

GLOSSAIRE
AIE

BRGM

BTU

Agence Internationale de l’Energie

Bureau de Recherche Géologique et Minière

British Thermal Unit

CGIET

Conseil général de l’industrie, de l’énergie et des technologies

CMR

Cancérigène, mutagène, reprotoxique

COV

Composés organiques volatiles

DREAL

Direction régionale de l’Environnement, de l’aménagement et du logement.

GES

Gaz à effet de serre

GIEC

Groupe d’experts international sur l’évolution du climat

GNL

Gaz naturel liquéfié

IFPEN

SDAGE

Institut Français du Pétrole et des Energies Nouvelles
Schéma directeur d’aménagement de gestion des eaux

TRE

Taux de retour énergétique

UFIP

Union française de l’industrie du pétrole

34

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8 Idem que référence 4
9
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35

11 Sumi L. Shale gas: focus on Marcellus shale. Report for the Oil & Gas Accountability
Project/ Earthworks. Mai 2008
12 Idem que référence 4
13 Idem que référence 4
14Idem que référence 4
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02/02/2012)

36

23

Ministère de l’économie, des finances et de l’industrie. Ordonnance n° 2011-91 du
20 janvier 2011 portant codification de la partie législative du code minier. NOR :
INDI1009820R. Version consolidée au 01 mars 2011. C. minier, art. L. 122-3
24 Ministère de l’économie, des finances et de l’industrie. Ordonnance n° 2011-91 du
20 janvier 2011 portant codification de la partie législative du code minier. NOR :
INDI1009820R. Version consolidée au 01 mars 2011. C. minier, art. L. 123-2
25 Ministère de l’économie, des finances et de l’industrie. Ordonnance n° 2011-91 du
20 janvier 2011 portant codification de la partie législative du code minier. NOR :
INDI1009820R. Version consolidée au 01 mars 2011. C. minier, art. L. 162-4
26 Ministère de l’économie, des finances et de l’industrie. Ordonnance n° 2011-91 du
20 janvier 2011 portant codification de la partie législative du code minier. NOR :
INDI1009820R. Version consolidée au 01 mars 2011. C. minier, art. L. 162-6
27 Idem que référence 25

37


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